四川省抽水蓄能电站建设必要性分析

何思聪，任 艳

(1.中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司，四川 成都 610072；2.水电水利规划设计总院，北京 100120)

0 引 言

抽水蓄能电站可在电力系统中通过电能转换，实现调峰填谷、吸丰补枯的作用，具有起停灵活、增减出力快的优点，可提高电力系统运行的经济性，降低系统事故率，提高供电可靠性。此外，还具有紧急备用、负荷跟踪、频率调节、矫正电压和功率因数等多种动态效益。抽水蓄能电站常与火电、核电配合运行。

四川省电源结构以水电为主，日内调峰能力较强(尤其是枯水期)。“四川不需要抽水蓄能电站”的观点一直在水电业界中徘徊。目前，寸塘口抽水蓄能电站是四川省唯一建成的抽水蓄能电站，开展过一些前期工作的有木格措、李家山、小泸溪、马湖、龙泉驿老鹰岩等。由于长期以来对四川省建设抽水蓄能电站的必要性存在不同的认识，一直没有进行较为全面的抽水蓄能普查、选点规划工作。因此，四川省抽水蓄能电站的开发建设十分有限。

当前，国家积极推动能源生产和消费革命，构建高比例可再生能源利用的现代能源体系。未来，四川电力系统电量的增量需求将主要依靠清洁能源来满足，但风、光无法较好地满足电力系统的调峰需求，迫切需要加强电力系统调峰能力建设。抽水蓄能电站是优越的调峰电源，以提供电力系统需要的容量为主，承担系统调峰任务，为风、光等新能

源消纳提供保障和支撑。为此，本文在梳理四川省能源资源概况、电力系统现状和发展规划，以及开展供需平衡分析的基础上，分析四川省建设抽水蓄能电站的必要性。

1 四川电力系统概况

1.1 能源资源

四川省是全国优势资源富集区之一，水力资源更是得天独厚。常规能源资源主要包括水能、风能、太阳能、煤炭、天然气和石油等，能源资源具有水多、风光较丰、气较丰、煤少、油缺的特点。

四川省境内河流众多，径流丰沛，落差巨大，蕴藏丰富的水能资源。全省水力资源理论蕴藏量为1.47亿kW，技术可开发量1.48亿kW。目前，全省水电正在开发装机规模约9 350.2万kW，技术可开发量开发程度为63.1%。风能资源的理论蕴藏量约4 850万kW，在西北部高原、西南部山区、盆地北部山区等地区开发条件较好，技术可开发量约2 000万kW。全省每年太阳能理论蕴藏量约为2.33×1021J，技术可开发量约1.05亿kW，技术可开发量约为4 300万kW。

1.2 电力系统现状

截至2017年底，四川省电网全口径装机总容量9 571万kW。其中，水电7 564万kW，占比79.0%(已建季调节水库电站总装机容量2 772万kW，占水电总装机的36.6%)；火电(含垃圾、生物质能等发电)1 536万kW，占总装机的16.0%；燃气电站125.92万kW，占总装机的1.3%；并网风电210万kW，占总装机的2.2%；并网太阳能光伏发电135万kW，占总装机的1.4%。

2017年，四川省全口径发电量为3 478亿kW·h，同比增加7.1%。其中，水电3 051亿kW·h，占全省全年发电量的87.7%，同比增长6.5%。2017年，四川省全社会用电量为2 205亿kW·h ，全网最大用电负荷约为4 400万kW，全网年利用小时数约为5 000 h。

目前，四川外送通道已经形成了四直六交(复奉直流、锦苏直流、宾金直流、德宝直流以及川渝3个交流通道)的格局，外送能力最高为3 050万kW。

1.3 电力发展规划

(1)负荷预测。根据《四川“十三五”电力发展规划》、《全国水电发展“十三五”规划》和《西部清洁能源发展战略研究报告》等有关成果，预计四川省2025年、2030年的全社会需电量分别为3 050亿、3 700亿kW·h ，最大负荷分别为5 850万、7 200万kW。四川省负荷预测成果见表1。以统调电网特性为原型预测全省负荷特性。典型日负荷特性指标预测见表2。

表1 四川省电力系统负荷预测成果

表2 四川电网2020年、2030年水平日负荷特性

(2)电源建设规划。四川省2020年～2030年水电电源规划见表3。仅考虑已在建和已核准开工项目，各水平年水电电源规划见表4。

表3 四川省2020年～2030年水电电源建设安排(考虑可能开发电源) 万kW

表4 四川省2020年～2030年水电电源建设安排(考虑已在建及核准电源) 万kW

(3)川电外送规划。根据近年来开展的川电外送的课题研究及近期完成的《四川省电力发展“十三五”规划》、全国《水电发展“十三五”规划(2016年～2020年)》等成果，四川省外送容量：2020年及以后为2 500万kW(不考虑金沙江界河)。四川与西北电网交换容量为300万kW，互送电量和容量基本相等。

2 电力系统供需平衡

2.1 电力供需平衡分析

根据负荷预测成果和电源建设规划进行电力供需平衡分析。计入前期工作较好，近期可能开发的水电站，四川省电力市场空间初步分析见表5。2020年、2025年四川电网电力供应满足系统负荷要求，电力供需基本平衡。随着四川省负荷需求增长，2030年四川电网缺电力约538万kW。2025年～2030年间四川省电力市场空间增长约707万kW。

表5 四川省电力市场空间分析(考虑可能开发电源) 万kW

表6 四川省电力市场空间分析(考虑已在建和已核准水电电源) 万kW

表7 四川系统2025年、2030年最大峰谷差计算 万kW

如果仅考虑已在建电源和已核准水电电源，四川省电力市场空间初步分析见表6。2020年、2025年四川电网电力供应满足系统负荷要求，电力供需基本平衡。随着四川省负荷需求增长，2030年四川电网缺电力约1 392万kW。2025年～2030年间四川省电力市场空间增长约1 494万kW。

2.2 调峰容量平衡分析

通过2025年、2030年调峰容量平衡计算，预测各水平年调峰容量缺口。

2.2.1最大峰谷差

以丰水期和枯水期控制月份8月和12月为代表，分析计算各水平年最大峰谷差。川电外送对于电力系统峰谷差本身即是一个调节器，本文暂按川电汛期全天满送考虑。四川系统2020年8月、12月最大峰谷差分别为1 948万、2 135万kW；2 025年8月、12月最大峰谷差分别为2 597万、2 794万kW；2030年8月、12月最大峰谷差分别为3 042万、3 641万kW。虽然8月负荷最大，但由于冬季日最小负荷率小，四川电网最大峰谷差出现在12月。峰谷差计算见表7。

2.2.2调峰容量平衡

2020年、2025年、2030年供四川电网的日调节及以上能力的水电站分别超过5 861万、7 043万、7 785万kW，调峰容量分别超过5 275万、6 339万、7 007万kW，大于系统峰谷差。因此，四川系统枯水期虽然峰谷差较大，但各水平年均不缺调峰容量。考虑常规水电不弃水的情况下，对丰水期8月份的调峰容量进行平衡分析。

2.2.2.1 考虑可能开发电源的丰水期调峰容量分析

各水平年丰水期调峰容量平衡成果见表8。从表8可知：

(1)2020年水平。不考虑金沙江界河直送电源，调峰水电站主要包括锦屏一级、锦屏二级、二滩、桐子林、瀑布沟、深溪沟等水电站，以及冶勒、硗碛等年调节水电站，合计约2 156万kW，调峰幅度按80%计，水电调峰容量为1 725万kW，加上燃气轮机、燃煤火电调峰后，系统调峰容量为2 315万kW，满足系统调峰及外送过程需求。

(2)2025年水平。2025年较2020年增加的调峰电源有两河口、双江口、金川等水电站，合计约2 742万kW，调峰幅度按80%计，水电调峰容量为2 194万kW，加上燃气轮机、燃煤火电调峰后，系统调峰容量为2 784万kW，满足系统调峰及外送过程需求。通过对已建季调节以上水电站进行扩容以增加丰水期调峰容量，主要为二滩、桐子林、锦屏、官地、瀑布沟、深溪沟等水电站，初步估算约170万kW。

(3)2030年水平。2030年较2025年增加的调峰电源有：已建季调节水库电站扩容约170万kW，新增的牙根一级、孟底沟等水电站调峰容量约214万kW。2030年系统调峰容量为3 167万kW，系统缺调峰容量235万kW。

表8 四川系统各水平年8月调峰容量平衡成果(考虑可能开发的水电) 万kW

表9 四川系统各水平年8月调峰容量平衡成果(计入已在建及已核准的水电) 万kW

通过分析，2026年～2030年间，系统最大峰谷差增加806万kW，系统增加丰水期调峰容量仅384万kW(包括新建水电214万kW和已建水电扩容170万kW)，较增加的峰谷差小422万kW，致使2030年系统调峰容量不足。

2.2.2.2 考虑已在建及已核准水电的丰水期调峰容量分析

考虑水电建设的不确定性，如果仅计入已在建及已核准水电，各水平年丰水期调峰容量平衡成果见表9。由于水电站建设周期长，2025年前建成的电站应基本上核准开工，因此2020年、2025年计入已在建及已核准水电电源情况调峰容量平衡成果与计入可能开发水电电源情况基本一致，只是2030年计入已在建及已核准水电电源方案，由于“十五五”期间无水电投产，致使2030年调峰容量缺口达687万kW。

通过分析，2026年～2030年间，系统最大峰谷差增加806万kW，由于不考虑新增电源和已建电源扩容，2030年系统调峰容量不足。

2.3 电量供需平衡分析

根据负荷预测成果和电源建设规划进行电量供需平衡分析。考虑开发建设前期工作较好，近期可能开发的水电站，以及现有机制下各流域已建季调节以上水库电站扩容约170万kW，期间将新增水电电量约420亿kW·h ，在维持外送规模不变的前提下，2030年将缺电量230亿kW·h 。四川省电量空间初步分析见表10。

3 四川省抽水蓄能电站建设必要性分析

3.1 建设抽水蓄能电站以满足远期丰水期调峰需求

四川系统枯水期各水平年均不缺调峰容量。由于“十四五”期间两河口、双江口2个龙头水库电站建成投产，系统调节能力大幅提高，2020年、2025年四川电网丰水期可调峰容量基本满足系统调峰需求。

表10 四川省电量空间分析(考虑可能开发电源) 亿kW·h

随着水电开发程度逐渐提高和负荷的持续增长，要维持外送电力2 500万kW水平，2030年四川电网将缺电力约538万kW，缺电量230亿kW·h。2030年四川系统缺调峰容量约235万kW。如果仅计入已在建及已核准水电，则2030年四川电网将缺电力约1 392万kW，缺电量650亿kW·h ，缺调峰容量687万kW。

从增量上分析，2026年～2030年间系统最大峰谷差增加806万kW。考虑构建清洁低碳、安全高效的能源体系，以及四川创建清洁能源示范省的要求，远期新增调峰电源不应考虑火电。由于“十五五”期间没有季调节能力以上水库电站投产，增加的丰水期调峰容量有限，仅214万kW，且水电站建设不确定性因素多、建设周期长，初步分析现有政策机制下，已建水电扩容规模有限，仅170万kW。

因此，为满足四川系统2030年水平电力需求，由于丰水期调峰能力不足，而远期可开发的季调节能力以上水电有限，且已建水电扩容规模有限，为增加系统调峰能力，减少系统水电弃水调峰，2030年四川省有必要建一定规模抽水蓄能电站。

3.2 建设季调节能力的抽水蓄能电站吸丰补枯是必要的

四川省能源结构特点决定了电源以水电为主。水电径流年内分配不均，呈丰水期多枯水期少的特点，造成水电丰枯矛盾和汛期弃水的结构性问题突出。为改善流域梯级水电站的出力特性，除需要建设具有季调节能力以上的水库电站进行调蓄外，在具有条件的地方，还可以考虑建设具有季调节能力以上抽水蓄能电站。

季调节抽水蓄能电站吸丰补枯，一方面可将汛期的水量转移到枯期发电，另一方面还可吸收消耗汛期水电群系统的富裕电量，减少系统水电群弃水。

3.3 建设抽水蓄能电站互补风电光电是绿色低碳能源发展的战略要求

随着水电开发程度的提高，风电和太阳能发电技术进步和经济性显著改善，风电和太阳能可再生能源发电将成为全国和部分地区的重要增量电源。四川省除了有丰富的水力资源外，还有丰富的风能和太阳能资源。在水能资源富集的大中流域范围内聚集了较为丰富的风能和太阳能。西部地区金沙江、雅砻江干流及其支流流域风能资源技术可开发量约2 500万kW，太阳能资源技术可开发量约4 000万kW。风能和太阳能资源分布与水能资源分布大体一致。

由于风能、太阳能等可再生能源具不稳定性和随机性的特点，其出力过程不可控制，通常需要系统配备一定的日调节以上水电、抽水蓄能、电池储能等调峰电源或储能装置，平抑风电和光伏的出力过程，以便并网消纳。根据水电电源建设规划，2025年、2030年丰水期调峰容量不足以满足调节风能、太阳能发电要求，需要增加水电调峰能力或建抽水蓄能电站。

根据四川系统电量供需平衡分析，2026年～2030年间，四川电力系统需电量将增加650亿kW·h。考虑开发建设前期工作较好近期可能开发的水电站，以及当前机制下已建季调节以上水库电站扩容等，期间将新增水电电量约420亿kW·h ，在维持外送规模不变前提下，2026年～2030年将缺电量230亿kW·h 。为填补电量缺口，可考虑开发四川省境内丰富的太阳能、风能资源。开发新能源仅能为系统提供电量，不能有效提供容量，需要增加水电调峰能力，或配套建设抽水蓄能电站。因此，采用配套建设抽水蓄能电站的方式互补新能源，满足未来系统容量和电量需求。

3.4 有利于改善成都及川东地区负荷中心运行条件

成都是四川省省会，西南地区唯一副省级市，特大城市，是四川最大的负荷中心。成都电网担负着成都市20个区(市、县)的供电任务，供电区域13 016 km2(成都市全域14 605 km2)，供电客户数597.79万户。2015年，成都市全口径用电量为448.3亿kW·h ，最大负荷为928.6万kW；2017年7月27日，成都电网最大负荷达1 123万kW，为历史最高；2018年1月29日，成都电网负荷达1 107.1万kW，为历年冬季最大负荷。从负荷特性上看，夏冬季受空调用电影响较大，短时间内负荷高峰，峰谷差逐渐拉大，即缺调峰电力。参照四川省各时期负荷增长率预测成都电网2020年、2025年、2030年全口径最大负荷分别为1 302万、1 613万、1 986万kW，最大峰谷差分别为669万、860万、1 098万kW。

成都电网范围内规模较大的电站为仅装机容量为120万kW的金堂燃煤电厂，所需电力电量主要靠外购，是一个受端电网。成都周边江油、内江等也分布有较多火电厂，如内江白马循环流化床示范电厂(90万kW)、华电内江高坝电厂(10万kW)、江油太白火电厂(60万kW)、神华江油电厂(66万kW)。为支撑成都周边电网的安全稳定和经济运行，有必要配套建设一定规模的抽水蓄能电站。

川东经济区位于四川省东北部，是四川省委省政府根据全省地理环境和经济状况规划的5大经济区之一，以兰渝铁路、达渝高速公路和嘉陵江航道等为依托，包括南充市、遂宁市、广安市、达州市、广元市、巴中市等6个地级市。川东经济区总人口近3 000万，占全省1/3，面积约7万km2，占全省14.5%。2016年合计生产总值突破6 400亿元。由于自然地理条件原因，川东区域电网内以火电为主且比重较大，包括广安电厂(240万kW)、华蓥山临巴电厂(60万kW)等，是四川省几个火电为主的区域电网之一。为支撑川东区域电网的安全稳定和经济运行，有必要配套建设一定规模的抽水蓄能电站。

4 结 语

本文在分析四川省电力系统供需平衡的基础上，对四川省建设抽水蓄能电站的必要性进行了研究，得出以下结论：

(1)四川省电力系统枯水期水电调峰能力强，但丰水期水电调峰能力相对较差。随着负荷增长，调峰需求增加，2030年四川系统将缺调峰容量。考虑减少系统水电弃水调峰，需要建设一定规模的抽水蓄能电站，满足远期丰水期系统调峰要求。

(2)四川省水电丰枯矛盾和汛期弃水问题突出。可建设具有季调节能力以上抽水蓄能电站吸丰补枯，并吸收消耗汛期富裕电量，改善流域梯级水电站的出力特性。

(3)为填补2030年四川电力系统电量缺口，未来可开发四川省内丰富的太阳能、风能资源。为平抑风能、太阳能出力过程，系统需要建设一定规模的抽水蓄能电站，配合风电、太阳能发电运行。

(4)成都经济持续快速发展，火电大量分布在成都周边；川东地区经济发展势头良好，区域电网内以火电为主。为支撑成都及川东地区电网的安全稳定和经济运行，有必要配套建设一定规模的抽水蓄能电站。